имени СЕРГО ОРДЖОНИКИДЗЕ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

имени СЕРГО ОРДЖОНИКИДЗЕ

КАФЕДРА БУРЕНИЯ СКВАЖИН

имени проф. Воздвиженского Б.И.

 

 

Н.В. Соловьев, А.А. Анненков, Соловьев Е.Н.

 

Практическое руководство

для курсового проектирования по дисциплине

«Буровые промывочные и тампонажные растворы»

(для студентов специальностей 130203 «Технология и техника разведки МПИ»

и 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин»)

 

 

Москва, 2009 г.

Соловьев Н.В., Анненков А.А., Соловьев Е.Н. Практическое руководство для курсового проектирования по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные растворы» (для студентов специальностей 130203 «Технология и техника разведки МПИ» и 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин»)

 

Практическое руководство является дополнением к раннее изданному учебному пособие «Методические рекомендации по составлению курсового проекта» «Разработка технологического регламента промывочной жидкости для бурения скважин» по дисциплине «Очистные агенты и тампонажные смеси» (2006 г.) в котором содержатся более подробные рекомендации по выполнению разделов курсового проекта, иллюстрированные примерами по обоснованию и выбору основных видов и рецептур буровых растворов применительно к конкретным условиям бурения скважин. Даются обоснования технологических параметров рекомендуемых растворов, их состава и способов приготовления. Изложена последовательность расчета количества материалов для бурения отдельных интервалов и в целом по скважине.

 

 

Введение

 

Содержание всех разделов, которые необходимо привести в курсовом проекте, достаточно подробно изложено в «Методических рекомендациях по составлению курсового проекта…» (2006 г.). Кроме того, в том же источнике приводятся комментарии по справочным материалам, которые необходимо использовать при курсовом проектировании. Задача предлагаемого практического руководства состоит в использовании методических рекомендаций для обоснования и разработки технологического регламента бурового раствора применительно к конкретным горно-геологическим условиям.

 

Раздел 1. Краткая геологическая характеристика разреза скважины.

 

Этот раздел можно приводить в следующем содержании (один из возможных вариантов заданий):

1. Интервал 0 – 200 м.

Породы – глины с песком и галькой.

Твердость по штампу Рш = 100 – 500 МПа

Категория абразивности 1 – 1,5

 

2. Интервал 200 – 600 м.

Породы – глины, песок

Твердость по штампу Рш = 250 – 500 МПа

Категория абразивности 1 – 2

Осложнения – осыпи

 

3. Интервал 600 – 1100 м.

Породы – чередование песка с галькой, глиной песчанистой.

Твердость по штампу Рш = 500 – 1000 МПа

Категория абразивности 3 – 5

Осложнения – обвалы

 

4. Интервал 1100 – 1500 м.

Породы – доломит, мергель

Твердость по штампу Рш = 2000 – 3000 МПа;

Коагуляция раствора

Категория абразивности 3 – 4

 

5. Интервал 1500 – 1820 м.

Породы – песчаник, аргиллит

Твердость по штампу Рш = 6 – 12 МПа

Категория абразивности 4 – 6

 

6. Интервал 1820 – 2040 м.

Породы – песчаник, доломит

Твердость по штампу Рш = 3000 – 4000 МПа

Категория абразивности 5 – 7

Осложнения – поглощение (К = 10)

 

7. Интервал 2040 – 2250 м., нефтепроявления, пластовое давление Рпл = 15 МПа, дебит Q = 45 м3/сутки

Породы – песчаник, доломит, аргиллит, глина с галькой.

Твердость по штампу Рш = 1500 – 2000 МПа

Категория абразивности 5 – 7

Свойства горных пород назначены в соответствии с [1] (табл. 1.1; 1.2; 1.3 стр. 6 – 8)

 

Проектная глубина скважины – 2550 м.

Раздел 2. Особенности технологии бурения скважины.

 

Так как скважина является разведочно-эксплуатационной на нефть и ее глубина составляет 2550 м. выбираем буровую установку БУ – 80 Бр D. Далее приводятся основные сведения по технической характеристике этой установки в соответствии с источником [1 стр. 64].

Для выбранной буровой установки приводится схема циркуляционной системы [3 и др.].

Для бурения рекомендуется применять шарошечные долота выбранных типов поинтервально [1, стр. 11, табл. 1.5]. Диаметры этих долот будут установлены после выбора конструкции скважины.

Конструкцию скважины необходимо разрабатывать в следующей последовательности (см. пример в [1] стр. 28):

1. Выбор диаметра эксплуатационной колонны.

т.к. Q = 45 м3/сут., то

Dэ.к. = 127 мм

Принимаем эксплуатационную колонну безмуфтового соединения.

 

2. Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну.

Принимаем

 

3. Внутренний диаметр промежуточной колонны

Принимаем

 

4. Диаметр долота под промежуточную колонну:

Принимаем

 

5. Внутренний диаметр кондуктора.

Принимаем

 

6. Диаметр долота при бурении под кондуктор:

Принимаем

 

7. Внутренний диаметр направляющей колонны.

Принимаем

Принимаем сварное соединение труб

 

8. Диаметр долота для бурения на направляющую колонну:

Принимаем = 30мм

Принимаем

Далее составляется таблица со следующими колонками: литологический разрез (составляется в соответствии с заданием и использованием условных обозначений горных пород [1, стр. 444]); наименование горных пород и их свойства, осложнения; интервал залегания (м): от, до, всего; конструкция скважины. Схема конструкции скважины показана на рис. 1.

 

 

 

Рис. 1. Схема конструкции скважины

Раздел. 3. Анализ инженерно-геологических условий бурения.

 

На основе выданного задания для курсового проекта необходимо проанализировать возможные осложнения при бурении отдельных интервалов горных пород и дать предварительные рекомендации по регулированию параметров промывочных жидкостей с целью устранения этих осложнений. Анализ характерных осложнений при бурении в различных видах горных пород приведен в табл. 1 стр. 8 [3], а также в других источниках [1, стр. 13; 5, стр. 303].

 

1. Интервалы без осложнений.

0 – 200 м., чередование глин, пески с галькой.

При бурении таких пород возможны их осыпания, вывалы гальки из стенок скважины, что мешает нормальному процессу бурения. Промывочная жидкость должна обладать улучшенными структурными свойствами, чтобы обеспечить закрепление стенок скважины.

1500 – 1820 м., песчаники, аргиллиты.

В аргиллитах возможно выпучивание пород за счет избыточного показателя фильтрации промывочной жидкости. Необходимо улучшить фильтрационные свойства.

2250 – 2550 м., доломит с прослоями известняка. При перебуривании этого интервала возможно обогащение катионами Ca++ и Mg++, что может привести к коагуляционному загущению раствора. Необходимо в раствор вводить защитные респекты (лигносульфонаты).

2. Интервалы с осложнениями.

В интервале от 600 до 1100 м. наблюдаются осыпи и обвалы.

Фильтрат бурового раствора, проникая по трещинам и каналам таких пород, умельшает связность между их частицами, которые затем обрушаются в ствол скважины. Чтобы этого избежать, необходимо улучшить качество раствора за счет повышения его реологических параметров, а также необходимо уменьшить показатель фильтрации бурового раствора для исключения набухания глинистых пород. Кроме того, обвалы горных пород могут происходить за счет действия бокового давления этих пород, превышающего гидростатическое давление на данной глубине.

Условия устойчивости горных пород.

где Ргст – гидростатическое давление столба промывочной жидкости,

Ргст = ,

где - плотность пром. жидкости г/см3;

- ускорение свободного падения; м/с2;

Н – мощность слоев до рассматриваемого интервала обрушения, М.

Рбок – боковое давление горных пород.

,

где – коэф. Пуассона;

- коэф. бокового распора.

- напряжение от веса выше залегающих горных пород – геостатическое давление.

где - средняя плотность горных пород, г/см3

 

Рассчитываем следующие параметры:

 

Условие устойчивости горных пород выполняется ( )

Причина обваливания горных пород – это проникновение промывочной жидкости в трещины ее фильтрата. Необходимо увеличить реологические свойства и уменьшить показатель фильтрации.

В интервале от 1820 до 2040 м. наблюдается поглощение бурового раствора.

Пласт поглощает буровой раствор только при условии, когда давление столба бурового раствора превышает давление жидкости в пласте и проницаемость раствора достаточно высока.

Поглощение соответствует 10-ой категории (к = 10).

Поглощение такой интенсивности можно ликвидировать путем ввода в промывочную жидкость наполнителя, уменьшающего поглощающую способность с последующим тампонированием интервала поглощения, при необходимости. Предусматриваем ввод пластинчатого целлофана в количестве 6 – 8 % к объему жидкости.

В интервале от 2040 до 2250 наблюдается нефтепроявления. Рпл = 15 МПа. Породы – песчаник, доломит, аргиллит, глина с галькой.

Основное условие сохранения проницаемости продуктивного коллектора – это во-первых, не превышение гидростатического давления по сравнению с пластовыми, во-вторых, соответствие состава пластового флюида и промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта. С этой целью необходимо использовать раствор на углеводородной основе.

Анализ других видов осложнений при бурении скважин приводится в табл. 1 стр. 8 [3].

Раздел 4. Формирование требований к промывочным жидкостям и выбор их видов.

Тип промывочной жидкости выбираем исходя из свойств горных пород, залегающих в различных интервалах, и возможных осложнений при перебуривании этих пород.

В табл. 1 приведены сведения о рациональных типах промывочных жидкостей для бурения в различных интервалах, а так же сформулированы требования к этим промывочным жидкостям в зависимости от условий бурения. Рекомендуемые типы промывочных жидкостей и требования к ним выбраны и обоснованы на основе классификационных требований к ним [3, табл. 2, стр. 13] применительно к условиям бурения в соответствии с заданием на курсовое проектирование.

 

 


Таблица 1.

Рекомендуемые типы промывочных жидкостей и требования к ним

Номера слоев Интервал, м. Признак выделения интервала. Характеристики пород. Основные требования к промывочной жидкости Типы промывочной жидкости отвечающие основным требованиям Типы промывочных жидкостей неотвечающие основным требованиям Факторы непригодности промывочной жидкости Рациональный тип промывочной жидкости
0 – 200 Литологический состав. Пески, глина, галька - минимальная фильтрация; - ингибирующее и крепящее действие, - недопущение вывала гальки. - глинистый раствор; - полимерный глинистый раствор; - ингибированный раствор - вода; - газообразные агенты - недостаточные реологические параметры; - отсутствие крепящего и ингибирующего действия; - высокая проникающая способность Полимерноглинистый раствор
200 – 600 Наличие осыпей. Глина песок малосвязный. - минимальная фильтрация; - ингибирующее и крепящее действие; - усиление связкости осыпающихся песков. - глинистый раствор; - полимерногли- нистый; - ингибированный раствор - вода; - газообразные агенты те же; - отсутствие закрепления стенок скважины от осыпей полимерноглинистый раствор
  600 – 1100   Обвалы. Чередование песка с галькой, глина песчанистая.     те же, что и в первом слое; - недопущение обваливания песков с галькой и песчаных глин     те же; - снижение показателей фильтратами; - усиление ингибирующего действия на глинистые - вода; - газообразные агенты.   - недостаточные структурные и реологические свойства; - отсутствие крепящего и ингибирующего действия; полимерноглинистый раствор    
        породы.   - размыв стенок  
1100 - 1500 Наличие агрессии поликатионов Mg++,Ca++ и глинистых пропластков. Доломит, мергели. Защита от агрессии поликатионов; - ингибирование глинистых включений мергелей; - исключение коагуляционного загущения раствора. - вода; - ингибированный глинистый раствор; - глинистый раствор обработанный защитными реагентами; - гуматный раствор; - газообразные агенты; - ГЖС. - вода. - отсутствие ингибирующего и стабилизирующего действия - глинистый раствор обработанный защитными реагентами.
1500 – 1820 Литологический состав. Песчаник, аргиллит. - ингибирующее действие к аргиллитам. - глинистый раствор; - гуматный раствор; - ГЖС; - газообразные агенты -вода - набухание и размокание аргиллитов; - отсутствие стабилизирующего действия. - глинистый гуматный раствор
1820 – 2040 Поглощение промывочной жидкости (к = 10). Песчаник, песок, доломит. - улучшенные реологические свойства; - минимальный уход растворов в трещины; - наличие наполнителя. - глинистый раствор; - полимерногли- нистый раствор; - ГЖС; - газообразные агенты -вода - недостаточные реологические свойства; - уход воды и депрессионная неуравновешен-ность полимерноглинистый раствор с гранулярным наполнителем
  2040 – 2250   Нефтепроявления. Песчаник, доломит, аргиллит, глина с - сохранение проницаемости коллектора; - соответствие - растворы на углеводородной основе.   -вода - глинистый раствор; - газообразные - размокание глинистых поропластов; - отсутствие - раствор на углеводородной основе (ИБР)  
    галькой Рпл = 15 МПа составов промывочной жидкости и флюида.   агенты. ингибирующего действия; - загрязнение горизонта; - малая плотность.  
2250 - 2550 Литологический состав. Доломит с известняком. - защита от коагуляции раствора - вода; - ГЖС; - газообразные агенты; - раствор на углеводородной основе. - глинистый раствор нестабилизиро- ванный - нет защиты от коагуляции - ИБР, после перебуривания интервала с нефтепрявлениями

 


Раздел 5. Разработка рецептуры промывочных жидкостей и выбор их основных технологических параметров.

 

Этот раздел составляется на основе рекомендаций, изложенных в разделах 5 и 6 [3, стр. 15 и 21].

Выбор и обоснование видов промывочных жидкостей были сделаны в разделе 4 (табл. 1), а разработка рецептуры и обоснование свойств их осуществляется с учетом рекомендуемых источников, а также [3, стр. 19 – 20, табл. 5, и табл. 4 стр. 4].

Интервал 1, 0 – 200 м.

Породы сложены чередованием глин, песков с галькой.

Для обеспечения бурения в данном интервале без осложнений предусматриваем применение полимерглинистого раствора.

В состав раствора входят: вода, бентонитовая глина, полимерный реагент – модификация гипана (к – 4), который позволяет при концентрации 0,4 – 0,5% снизить водоотдачу до Ф30 = 4 – 6 см3 и увеличить вязкость исходного раствора. Кроме того, полимерный реагент обладает стабилизирующим действием по отношению к глинистым породам и за счет образования полимерглинистой корки закрепить песчаногалечные отложения.

Для усиления стабилизирующего действия и снижения показателя фильтрации предусматривается ввод КМЦ-350 в количестве 0,5 – 0,7 %.

Полимерные растворы представляют собой водные растворы высокомолекулярных полимеров, структурированные малыми добавками бентонита или без него. Эти растворы предупреждают диспергирование разбуриваемых пород и повышают содержание твердой и глинистых фаз в растворе. Так же в состав раствора вводятся ПАА, флоккулирующий кальциевую глину и грубодисперсную фракцию выбуренной породы [1].

Для получения необходимых ингибирующих свойств раствор обрабатывается известью в количестве 0,3% т.к. известь является источником катионов Ca++ и процесс взаимодействия Ca++ с горной породой сопровождается образованием кондексационно-кристаллической структуры, укрепляющей стенки скважины. Для получения такой структуры в раствор вводятся лигносульфонаты: ССБ – 3%, ОССБ – 1%. Выше перечисленные разжижители являются стабилизаторами дисперсных систем и создают мощные гидратные оболочки на частицах твердой фазы. Наряду с этими свойствами разжижители способны снижать водоотдачу и влияют на качество фильтрационной корки. Таким образом, в состав данного раствора входят следующие химические реагенты [2]:

1. Модификация гипана (к – 4) – 0,1%

2. Известь Ca(OH)2 – 0,3%

3. Каустическая сода NaOH – 0,3%

4. Полиакриламид – ГПАА – 0,5%

5. КМЦ – 350 – 0,7%

 

Технологические параметры глинистого полимерного раствора [1].

ρ – плотность – 1,08 г/см3

Т – условная вязкость – 30 – 40 с.

Ф30 – показатель фильтрации – 5 – 8 см3 за 30 мин.

θ1 и θ10 – статическое напряжение сдвига – 30 дПа и 60 дПа

Реологические параметры [3].

μп – пластическая вязкость –

– динамическое напряжение сдвига – 2,0 Па

μэ – эффективная вязкость μэ = μп +

μэ = 0,006 + 2/6 = 0,34

рН – показатель щелочности – 8,0 – 8,5;

 

Интервал 2 и 3. (от 200 до 600 и от 600 до 1100)

Глина, песок – наблюдаются осыпи.

Чередование песка с галькой, глина песчанистая – обвалы.

Предусматриваем применение того же раствора, что и в слое 1, однако, в интервале 200 – 600 м. для предотвращения осыпей увеличиваем содержание бентонита на 0,5 % и вводим дополнительное количество полимерных реагентов к – 4 до 0,3 % и ГПАА до 0,7 %, что будет способствовать усиленно закрепляющего действия полимерноглинистой корки на стенках скважины.

Ожидаемые параметры такого раствора:

ρ = 1,09 г/см3

Т = 45 – 50 с.

Ф30 = 4 – 5 см3 за 30 мин.

к = 1 – 1,5 мм

θ1 и θ10 = 40 дПа и 80 дПа

μп =

= 2,5 Па

μэ = 0,5

рН = 8,0 – 8,5

При бурении в интервале 600 – 1100 дополнительно предусматриваем, что примерно с глубины 900 м. для исключения обвалов будем вводить баритовый утяжелитель. Барит BaSO4 минерал белого цвета ρ = 4,48 г/см3. Используем баритовый концентрат КБ – 1 [4]. Доведем плотность раствора при бурении в интервале 900 – 1100 м до 1,4 г/см3 при этом необходимо вести 600 – 700 кг утяжелителя на 1 м3 раствора при плотности баритового концентрата 4,2 г/см3. Таким образом, в этом интервале плотность раствора составляет ρ = 1,4 г/см3, а другие технологические параметры остаются без изменения.

Интервал 4 (1100 – 1500м).

Доломит, мергель, возможна коагуляция раствора.

При перебуривании пород этого интервала будет происходить коагуляция раствора за счет катионов Ca++ и Mg++, поступающих из перебуриваемых доломитов и мергелей. Кроме того, глинистые включения в мергелях будет способствовать обогащению раствора глинистыми породами, что будет приводить к его загущению. Исходя из этого, необходимо катионы Ca+2 и Mg+2 связывать введенной в состав раствора кальцинированной содой Na2CO3. Для исключения коагуляционного загущения раствора, а так же загущения за счет обогащения твердой фазой, необходимо в состав раствора вводить УЩР, который подавляет структурообразование раствора и снижает показатель фильтрации, а так же ССБ, которая позволит избежать коагуляционного запущения раствора и снизит водоотдачу, затем CaCl2, который обладает ингибирующим действием по отношению к глинистым пропласткам [1].

Количество материалов входящих в состав гуматного раствора.

Бентонит – 30 – 50 кг/м3

УЩР – 20 – 30 кг/м3

ССБ – 15 – 25 кг/м3

NaCO3 – 1,0 – 1,5 кг/м3

CaCl2 – 0,5 – 0,9 кг/м3

Вода – остальное

Параметры раствора:

ρ = 1,06 г/см3

Т = 20 – 60 с.

θ1 и θ10 = 30 дПа и 80 дПа

Ф30 = 4 – 8 см3 за 30 мин

μп =

= 2,0 Па

μэ = 0,34

рН = 8,5 – 9

Интервал 5 (1500 – 1820 м.)

Песчаники и аргиллиты.

Поскольку в разрезе есть аргиллиты, то возможно их набухание за счет водной среды бурового раствора, поэтому раствор должен обладать ингибирующим действием, относительно глинисто-аргиллитовых пород, а также должен быть защищен от коагуляционного загущения.

Исходя из этого, в рассматриваемом интервале предусматриваем применение раствора, что и в предыдущем.

Интервал 6 (1820 – 2040 м).

Сложен проницаемыми песчаниками и доломитами, возможно поглощение (к = 10). При бурении в таких породах промывочная жидкость должна обладать улучшенными реологическими свойствами для исключения ее ухода в трещины. Кроме того, целесообразно при бурении таких пород вводить в состав жидкости наполнитель в виде целлофановой крошки для снижения интенсивности поглощения в сочетании с улучшенными реологическими свойствами. С этой целью раствор, используемый для бурения в интервале 5, при подходе к рассматриваемому интервалу переводим в полимерноглинистый раствор, за счет введения в используемый раствор полимерного реагента – ГПАА и целлофановой крошки.

Состав раствора для этого интервала:

Бентонит – 2 – 5 %

Гипан (к – 4) – 0,3 %

ГПАА – 0,3 %

Целлофановая крошка – 6 – 8 %, целлофан пластинчатый. Размер хлопьев 13 – 19 мм [3].

Параметры промывочной жидкости:

ρ = 1,08 г/см3

Т = 45 – 50 с.

Ф30 = 4 – 5 см3 за 30 мин

к = 1 – 1,5 мм

θ1 и θ10 = 40 дПа и 80 дПа

μп =

= 2,5 Па

μэ = 0,5

рН = 8,0 – 8,5

Интервал 7 (2040 – 2250 м)

Песчаник, доломит, аргиллит, глина с галькой. Нефтепроявления.

Главные требования к промывочной жидкости:

– соответствие состава раствора и пластовых флюидов

– равенство пластового и гидростатического давления столба жидкости в скважине.

Выбираем ИБР – известковобитумный раствор (безводный РУО)

Плотность раствора для вскрытия продуктивной залежи.

, где

ка – коэффициент стомальности

кб – коэффициент безопасности = 1,05 ÷ 1,1

ρв – плотность пресной воды:

 

 

где: 0,01 – коэффициент, уравнивающий размерности: при в г/см3, и Z в м.

тогда

Таким образом для вскрытия продуктивной залежи необходимо ИБР аэрировать до плотности ρр = 0,8 г/см3

Состав исходного (до аэрирования) ИБР (кг на 1 м3 раствора): [3]:

Дизельное топливо ДЛ – 563

Битум с температурой размягчения 120 - 155°С – 155

Известь негашеная (CаO) – 310

Сульфонал, НП-3 или НП-1 – 12

Вода – 60

Технологические параметры ИБР [1]:

ρ = 1,12 г/см3

Т = 35 – 40 с.

Ф30 = 0

θ1 и θ10 = 5 дПа и 15 дПа

μп =

= 1,4 Па

μэ = 17

к = 0

ИБР с исходной плотностью 1,12 г/см3 подвергается аэрированию до получения плотности его в пределах 0,8 г/см3.

Интервал 8 (2250 – 2550 м)

Для добуривания скважины до проек-ой глубины исп-ем также ИБР, что и для пер-я интервала нефтепроявлений. Этот раствор аэрированию не подвергается.

При составлении этого раздела курсового проекта необходимо также ориентироваться на раздел 7 [3 стр. 24 – 50], в котором подробно описаны виды промывочных жидкостей, их рецептура и проанализированы рациональные условия применения.

 

Раздел 6. Расчеты, связанные с приготовлением промывочных жидкостей.

6.1. Расчет потребного количества бурового раствора.

Сущность этих расчетов в общем виде подробно изложена в источнике [3, стр. 50 - 54], в котором указано, что 1 случай – полная замена промывочной жидкости, применяется для начала бурения скважины, а также перед вскрытием продуктивной залежи углеводородов с выбором ее соответствующего вида, состава и полной заменой применяемого ранее бурового раствора для обеспечения ее эффективного первичного вскрытия. 2 случай, когда замена промывочной жидкости не предусматривается, а позволяет использовать буровой раствор, находящийся в скважине и в элементах циркуляционной системы. Этот случай предусматривает применение бурового раствора, используемого при бурении верхних интервалов горных пород, объем которого увеличивается на дополнительное количество, состоящее из количества промывочной жидкости для увеличения запасного объема и для бурения в рассматриваемом интервале, т.е. из расходной части объема бурового раствора, определяемом по установленным на практике нормам его расхода. [3, стр. 52, табл. 18].

Исходя из этих отправных моментов методики расчета, при определении количества материалов и химических реагентов для бурения скважины с конкретной конструкцией принимаем сначала 1 случай для начального бурения 1-го интервала (бурения «с нуля»), а в последствии для полной замены используемого объема бурового раствора перед первичным вскрытием продуктивной залежи, расположенной в интервале 2040 – 2250 м.

В этом случае объем бурового раствора необходимо определять по формуле:

 

(1)

где:

Vисх – исходный объем бурового раствора: объем для заполнения элементов циркуляционной системы – по табл. 17 стр. 51 [3], м3

Vзап – запасной объем, м3

Запасной объем (Vзап) – это объем скважины при окончании бурения в рассматриваемом интервале:

Vзап = Vскв (2)

Vбур – объем бурового раствора, необходимого для бурения в рассматриваемом интервале скважины, м3

Vбур = (3)

- длина интервала, в пределах которого действует норма расхода бурового раствора, м;

nm – норма расхода бурового раствора, зависящая от вида обсадной колонны, под которую ведется бурение, принимается по табл. 18 стр. 52 [3], м3/м.

Для 2-го случая, когда замена бурового раствора не предусматривается, необходимо определять дополнительное его количество: для каждого последующего интервала (после интервала под направляющую обсадную колонну):

 

(4)

где:

- количество бурового раствора для увеличения запасного объема (Vзап), использованного при бурении в предыдущем интервале:

 

(5)

 

- запасной объем для рассматриваемого интервала, равный объему скважины в этом интервале:

 

 

- запасной объем для предыдущего интервала, равный объему скважины в этом интервале:

После выполненных расчетов, необходимо провести сравнение по двум неравенствами, если:

- то пополнение запасного объема не требуется, т.е. ;

- то необходимо увеличить объем на величину для выполнения условия (5).

Расчет объемов бурового раствора необходимо начинать с 1-го интервала (при бурении под направляющую обсадную колонну), а затем суммировать все объемы бурового раствора, необходимого для бурения в каждом из намеченных интервалов в соответствии с конструкцией скважины (см. рис. 1).

Пример 1. Рассчитать объем бурового раствора для бурения скважины со следующей конструкцией.

Таблица 2

 

Проектная конструкция скважин (см. рис. 1)

№ п/п Вид обсадной колонны Глубина спуска обсадных колонн, м. Диаметр обсадной колонны мм Диаметр долота в интервале спуска обсадной колонны, мм
от до всего наружный внутренний
Направляющая Кондуктор Промежуточная Эксплуатационная 274,5 115,8 393,7 269,9

 

Расчет объемов бурового раствора проводим в следующей последовательности:

1. Определяем объем бурового раствора для бурения под направляющую обсадную колонну:

 

(6)

 

;

 

(7)

где:

- диаметр скважины под направляющую, м.

 

- длина интервала скважины под направляющую, м.

 

(8)

 

тогда:

 

 

2. Определяем дополнительный объем бурового раствора для бурения под кондуктор, в случае если будет применяться раствор, использованный при бурении под направляющую обсадную колонну, т.е. в предыдущем интервале:

 

(9)

 

(10)

где:

 

- запасной объем раствора для бурения под направляющую обсадную колонну (найден в п.1);

 

- запасной объем для бурения под кондуктор.

Величина определяется, для случая, когда направляющая обсадная колонна опущена в скважину и зацементирована, а затем пробурен интервал скважины под кондуктор до глубины .

Тогда величина состоит из двух величин,

– объема раствора, необходимого для заполнения внутри направляющей обсадной колонны:

 

(11)

 

где: Dн – внутренний диаметр направляющей колонны;

– объема бурового раствора, необходимого для заполнения необсаженной части скважины, расположенной ниже башмака направляющей колонны:

 

(12)

 

следовательно:

 

(13)

 

и:

 

Проверяем условие:

 

 

следовательно, необходимо объем запаса при бурении под кондуктор пополнить на величину:

 

(14)

 

Тогда:

 

Находим объем бурового раствора, необходимый для механического бурения под кондуктор

 

(15)

 

где: - длина интервала ниже башмака направляющей колонны при бурении под кондуктор, м.

 

тогда:

 

Следовательно, для бурения под кондуктор потребуется следующее количество бурового раствора (по формуле (9)):

 

 

3. Определяем дополнительный объем бурового раствора для бурения под промежуточную обсадную колонну в случае, если будет применяться раствор, используемый при бурении под кондуктор:

 

(16)

 

Количество бурового раствора для увеличения запасного объема при бурении под промежуточную обсадную колонну составляет:

 

(17)

 

Аналогично расчетам для кондуктора:

 

(18)

 

где:

 

Dk – внутренний диаметр кондуктора;

Dс.пр. – диаметр скважины в интервале бурения под промежуточную обсадную колонну;

- длина интервала скважины под промежуточную колонну ниже башмака кондуктора

 

тогда:

 

 

Проверяем условие:

 

 

Следовательно, необходимо пополнить запас объема бурового раствора при бурении под промежуточную колонну на величину:

 

(19)

 

тогда:

 

 

Находим объем бурового раствора, необходимый для механического бурения интервала скважины под промежуточную обсадную колонну:

 

(20)

 

 

Следовательно, необходимый объем для бурения интервала скважины ниже башмака кондуктора под промежуточную колонну составит:

 

4. Определяем объем бурового, раствора, необходимый для бурения интервала скважины под эксплуатационную колонну.

При этом отметим следующее: в соответствии с принятой конструкцией скважины эксплуатационная обсадная колонна будет опущена до глубины 2550 м, перекрыв продуктивный углеводородный коллектор в интервале 2040 – 2250 м. В этом случае буровой раствор, который использовался для бурения в интервале скважины под промежуточную колонну будет применяться для бурения в интервале скважины под эксплуатационную колонну до кровли продуктивного горизонта, залегающей на глубине 2040 м. Первичное вскрытие продуктивной толщи (2040 – 2250 м) и добуривание скважины до проектной глубины (2550 м) предусматриваем производить с применением бурового раствора на углеводородной основе, ИБР (см. раздел 5).

В этом случае, определяем потребный объем бурового раствора для бурения под эксплуатационную колонну по формуле:

 

(21)

 

Количество бурового раствора для увеличения запасного объема при бурении под эксплуатационную колонну будем определять по формуле:

 

(22)

 

Запасной объем для бурения интервала скважины под эксплуатационную колонну находим:

 

(23)

 

Dпр. – внутренний диаметр промежуточной колонны;

 

- длина интервала скважины при бурении под эксплуатационную колонну до кровли продуктивной залежи.

 

Тогда:

 

 

Проверяем условие

 

(63,86 > 48,03 м3)

 

пополнение объема бурового раствора не требуется,

определяем необходимый объем бурового раствора для механического бурения скважины под эксплуатационную колонну в интервале 1105 – 2040 м (до кровли продуктивной залежи):

 

(24)

 

тогда:

 

 

следовательно, дополнительный объем бурового раствора для бурения интервала скважины под эксплуатационную колонну по формуле (21) составит:

 

 

5. Определяем количество бурового раствора для бурения скважины во всех интервалах до кровли продуктивной залежи (2040 м.):

 

(25)

 

 

6. Определяем количество бурового раствора, потребного для первичного вскрытия продуктивной залежи и добуривания скважины до проектной глубины 2550 м.

Как уже отмечалось выше, для этой цели будет применяться раствор на углеводородной основе. Применяем совместный способ вскрытия продуктивной толщи (2040 – 2250 м.) и вышезалегающих горных пород, в которых не будут возникать осложнения в процессе перебуривания продуктивного горизонта с применением бурового раствора на углеводородной основе, в том числе и для добуривания скважины до проектной глубины (2550 м.)

В этом случае потребный объем бурового раствора на углеводородной основе определим по формуле:

 

(26)

 

где:

 

Vзап.п. – запасной объем бурового раствора необходимого для перебуривания продуктивной толщи и добуривания скважины до проектной глубины;

 

(27)

 

где: - проектная глубина скважины

- глубина спуска промежуточной обсадной колонны.

 

тогда:

 

 

Объем бурового раствора, необходимого для механического бурения скважины в интервале продуктивной залежи и ниже до проектной глубины находим по формуле:

 

(28)

 

где: - глубина расположения кровли продуктивной залежи

 

тогда:

 

 

Определяем по формуле (26) потребный объем бурового раствора на углеводородной основе:

 

 

После достижения скважинной проектной глубины 2550 м. в нее опускается эксплуатационная колонна той же длины и осуществляется ее цементирование с последующим вторичным вскрытием продуктивной толщи в интервале 2040 – 2250 м. с применением одного из методов перфорации эксплуатационной колонны.

 

7. Определяем массу глины для приготовления бурового раствора, необходимого для бурения всей скважины.

 

По формуле 30 [3, стр. 53]:

 

т

 

В том случае, если плотность бурового раствора в каждом из интервалов различная, то расчет количества глины ведется последовательно для каждого из этих интервалов с последующим их суммированием при определении общего расхода глины.

 

8. Определяем необходимое количество воды для бурения всей скважины.

Там же, по формуле (31)

 

т

 

9. Определяем средний расход глины на бурение 1 м. скважины:

Там же, по формуле (32):

 

т/м

 

10. Определяем средний расход воды на бурение 1 м скважины:

Там же, по формуле (33):

 

т/м

 

6.2. Расчет количества химических реагентов для обработки бурового раствора.

 

Расчет необходимого количества химических реагентов ведется на основе разработанной рецептуры бурового раствора применительно к каждому из выделенных интервалов бурения. Возможные варианты расчетов при этом:

1 вариант – если химический реагент вводится впервые, т.е. его до начала бурения в данном интервале в промывочной жидкости его не было. В этом случае химической обработке подлежат:

исходный объем – Vисх.

запасный объем – Vзап.

объем бурового раствора, расходуемого на бурение – Vбур.

Тогда масса химического реагента (компонента) для приготовления бурового раствора определяется по формуле:

 

(29)

 

где:

 

Qисх. – масса компонента для обработки исходного раствора:

 

(30)

 

Qзап. – масса компонента для обработки запасного объема раствора:

 

(31)

 

Qбур. – масса компонента для обработки расходуемого при бурении раствора

 

(32)

 

- повышающий коэффициент для учета расхода его при повторной обработке бурового раствора при бурении;

= 1 при первичном введении компонента;

= 1,1 при каждом повторном введении компонента и расчете величин Qисх., Qзап. и Qбур.;

 

q – рациональная концентрация химического реагента в промывочной жидкости, кг/м3.

 

Рациональная концентрация химического реагента в составе выбранного бурового раствора назначается в соответствии с имеющимися рекомендациями в источниках [1,2,4,3,5 и др.].

Часто в литературных источниках концентрация химических реагентов в составе рекомендуемых рецептур буровых растворов задается в процентах (%). В этом случае для перевода рекомендуемой концентрации из % в кг/м3 конкретного химического реагента необходимо пользоваться формулами:

 

, кг (33)

 

где:

 

- масса химического реагента для обработки заданного объема (Vp) бурового раствора, кг

х – рекомендуемая концентрация химического реагента, %

- плотность бурового раствора, кг/м3,

 

а: , кг/м3 (34)

2 вариант – если рассматриваемый химический реагент уже присутствовал в буровом растворе при бурении предыдущего интервала, то расчет его количества ведется в зависимости от соотношения его концентрации в растворе предыдущего и рассматриваемого интервалов:

а) концентрация компонента в буровом растворе при бурении в рассматриваемом интервале требуется меньшая, нежели была в растворе для предыдущего интервала.

В этом случае исходный объем раствора (Vисх.) не обрабатывается, а подлежат обработке:

 

- дополнительный объем запасного раствора для рассматриваемого интервала скважины;

 

- объем бурового раствора, расходуемого на бурение рассматриваемого интервала

 

В этом случае масса химического реагента для обработки бурового раствора определяется по формуле:

 

(35)

 

Количество реагента для обработки запасного объема бурового раствора определяется по формуле:

 

, (36)

 

где:

 

qm - рекомендуемая концентрация химического реагента в рассматриваемом интервале, кг/м3

 

Масса реагента для обработки бурового раствора, расходуемого при бурении в рассматриваемом интервале скважины определяется по формуле:

 

, (37)

 

б) концентрация химического реагента в буровом растворе при бурении в рассматриваемом интервале скважины требуется более высокая, нежели в растворе предыдущего интервала т.е.: qm > qm-1

В этом случае химической обработке подлежат:

Vисх. – исходный объем;

Vзап.m-1 – объем запасного бурового раствора использовавшегося при бурении предыдущего интервала.

Заново должны обрабатываться химическим реагентом:

- дополнительный объем запасного бурового раствора;

- объем бурового раствора, расходуемый на бурение скважины в рассматриваемом интервале.

Определяем массу химического реагента по формулам:

– для обработки исходного объема бурового раствора:

 

, (38)

 

– для обработки запасного объема бурового раствора:

 

(39)

 

– для обработки бурового раствора, расходуемого на бурение рассматриваемого интервала скважины:

 

, (40)

 

где:

 

и - рекомендуемая концентрация химического реагента в буровом растворе для бурения в рассматриваемом и предыдущем интервалах соответственно, кг/м3.

В результате расчетов в разделе 6.2 необходимо определить количество каждой разновидности химических реагентов в каждом из рассматриваемых интервалов бурения скважины, а также их общее количество, необходимое для бурения всей скважины.

 

Пример 2. Приведем примерный расчет количества химического реагента к-4 (модификации гипана), который применяется для обработки бурового раствора при бурении во всех интервалах проектной скважины до глубины 2040 м. (до продуктивной залежи).

Если какой-то химический реагент рекомендуется для применения при бурении не во всех интервалах скважины, то расчеты необходимо вести только для тех интервалов, в пределах которых он рекомендуется для применения с последующим определением суммарного количества его по всем интервалам.

Для нашего случая применения реагента к-4 чтобы упростить расчет, принимаем частный случай: концентрация в буровом растворе рекомендуемого реагента в каждом рассматриваемом интервале равна концентрации его в предыдущем.

1. Определяем количество реагента к-4 для бурения в интервале 0-5 м под направляющую обсадную колонну. По аналогии с формулой (29) эту величину находим по формуле:

 

(41)

 

массу реагента к-4 для обработки исходного раствора определяем по формуле (30), но при этом: рациональная концентрация реагента к-4 в буровом растворе составляет 0,5 %. Тогда по формуле (34):

 

 

 

Массу реагента к-4 для обработки запасного объема определяем по формуле (31)

 

 

Массу реагента к-4 для обработки расходуемого на бурение бурового раствора определяем по формуле (32):

 

 

масса реагента к-4 для бурения скважины в интервале 0-5 м по формуле (41) составит:

 

 

2. Определяем количество реагента к-4 для бурения в интервале 5 – 400 под кондуктор.

В этом интервале бурения применяется тот же реагент к-4, что и в предыдущем, следовательно обрабатывать им объемы Vисх. и Vзап.m-1 не надо. Подлежат обработке химическим реагентом дополнительный объем бурового раствора для пополнении его при бурении под кондуктор по формуле (14) и объем бурового раствора, расходуемого на бурение в интервале 5 – 400 м, который мы определим по формуле (15).

Следовательно для бурения под кондуктор необходимо определить массу реагента к – 4 для обработки дополнительного объема бурового раствора

 

(42)

 

 

и массу реагента к-4 для обработки объема расходуемого на бурение раствора:

 

(43)

 

 

Расход реагента при бурении в интервале 5 – 400 м под кондуктор составляет:

 

(44)

 

 

3. Определяем количество реагента к-4 для бурения скважины в интервале 400 – 1105 м под промежуточную колонну.

Так как реагент к-4 присутствовал в буровом растворе при бурении интервала 5 – 400 м. под кондуктор, то аналогично п. 2 рассчитываем:

массу реагента к-4 для обработки дополнительного объема бурового раствора

 

(45)

 

 

В формуле (45) величина найдена по формуле (19);

массу реагента к-4 для обработки объема бурового раствора, расходуемого на процесс бурения:

 

(46)

 

 

Следовательно, расход реагента к-4 для бурения в интервале 400 – 1105 м скважины составляет:

 

(47)

 

 

4. Определяем количество реагента к-4 для бурения скважины в интервале 1105 – 2040 м под эксплуатационную колонну. Расчеты аналогично выполненным в п.2 и п.3.

Масса реагента к-4 для обработки дополнительного объема бурового раствора:

 

(48)

 

так как , то реагент для обработки этого объема не требуется и

 

 

Масса реагента к-4 для обработки бурового раствора расходуемого на процесс бурения скважины в интервале 1105 – 2040 м:

 

(49)